一起特殊运行方式下母线故障分析及思考

汪志成 葛亚明 仇晨光 程锦闽

江苏省电力公司 江苏 南京 210024

0 引言

为提高供电可靠性，很多城市电网中都采用了环网的方式供电，即多个变电站采用类似于“手拉手”的方式连接成环状供电。此供电方式的优点在于供电可靠性较高，当环网中任一线路出现问题跳开后，不影响环网中变电站的正常供电［1］。但是，如果恰逢环网中的重要受电通道故障停运，则可能造成潮流转移，引起其他线路严重过载，对电网安全运行极为不利［2］。另一方面，系统中的枢纽变电站，其中中压侧母线的结排方式受到各种因素制约，往往某一重要输电通道所有线路接在同侧母线上。此时如双母线同时跳闸，则会损失整个输电通道，严重影响电网安全运行。

1 事故前方式

某枢纽变电站A，其近区的电网结排方式如下图1所示。事故前，该变电站Ⅰ段母线电压互感器为冷备用状态（缺陷停运）。可以看到，ABCDF等变电站间由单回或双回线相连形成多角环供电。G为接在F变电站的一个风电场，发电能力有限。A变电站为枢纽变电站，装有两台联络变压器与高电压等级电网相联，是地区电网的主要受电节点。

图1 地区电网结排方式示意图

A变电站中压侧母线的结排方式如下图2所示，可以看到，多角环内的相关出线 2、3、4、5、6 均接在Ⅰ、Ⅱ段母线，仅有出线1接在Ⅳ段母线。

图2 A变电站母线结排方式示意图

2 事故情况再现

事故时，A所Ⅰ、Ⅱ段母差保护动作，Ⅱ段母线跳闸。同时，由于Ⅰ段母线电压互感器缺陷停运，Ⅰ段母线失压，Ⅰ段母线上所有出线开关（除＃3主变与Ⅰ、Ⅲ段分段a开关外）跳开。后现场检查确认Ⅰ段母线仍带电（#3主变开关、Ⅰ、Ⅲ段分段a开关运行）。跳闸线路示意图，如图3所示：

图3 跳闸线路示意图

3 事故处理过程

事故时，A所Ⅱ段母线母差保护动作，Ⅱ段母线上所有开关均跳开，同时Ⅰ段母线上所连4条线路开关均跳开。调控员接到汇报后立即通知现场变电运维人员检查处理。由于A所Ⅰ、Ⅱ段母线上所有出线开关跳闸，潮流转移后，线路7承担了C、D、E、F等4座变电站负载，线路7、8电流严重超过额定载流量，分别高达1430A和1180A（线路载流量均为660A/40℃），过载倍数分别达到了2.1和1.8倍；调控员立即通知相应下级调控员在上述变电站事故拉电。同时通知通过上述变电站并网的低压相关小电厂满发。

调控员通过EMS监视画面判断事故拉限电尚未有效控制线路7/8潮流。为降低线路潮流，避免事故范围进一步扩大，调控员通过汇总分析EMS系统、变电站视频监视系统及现场人员汇报等信息，综合考虑了线路5载流量、线路状态等信息，发令合上线路5开关（见图4）。合环后线路5电流上升至1174A（425MW），线路7、8电流均下降到线路载流量之内，事故得到了有效地控制。

过后，A所值班员检查发现母线故障系因线路12 A相电流互感器发生爆炸所致，要求将线路12改为冷备用处理。调控员随后将A所Ⅱ段母线与其它可恢复线路送电合环。

图4 通过线路5将多角环合环示意图

4 事故分析

故障前，A所Ⅰ段母线电压互感器冷备用，Ⅰ段母线电压取自电压并列装置并列的Ⅱ段母线电压。运行在Ⅱ段母线的线路12的A相电流互感器故障，属于Ⅱ段母线区内故障，Ⅰ、Ⅱ段母差SGB750保护在启动后32ms，大差与Ⅱ段母线小差正确动作跳闸，跳开Ⅱ段母线上所有开关（线路3、6、12、ⅠⅡ段母联 b，ⅡⅣ段分段 c开关），Ⅱ段母线失压。同时，Ⅰ段母线所有线路保护也失压，运行在Ⅰ段母线上四条线路2、5、11、4的距离保护因失压而动作跳闸，距离保护动作行为符合距离保护原理，继电保护正确动作。

5 故事分析结论及建议

1）A所Ⅰ段母线电压互感器因缺陷停用是导致本次事故范围扩大的重要原因。双母线（或四段式母线）结排方式下，采用母线电压互感器时，一段母线电压互感器检修的情况下，线路保护通过电压并列装置采用另一段母线电压互感器电压。当有电压互感器的母线发生故障跳闸时，非故障母线线路保护会失去电压。此时线路保护装置均已启动，电压互感器断线闭锁功能不再起作用，距离保护会动作出口，造成扩大停电的严重的后果。这种类型故障已不是第一次出现［3-4］。因此，国网企标《线路保护及辅助装置标准化设计规范》（Q／GDW 161-2007）中提出“为简化电压切换回路，提高保护运行可靠性，双母线结排线路间隔宜装设三相电压互感器”。建议今后新建变电站应按照标准化设计规范推荐采用三相线路电压互感器［5-6］。对于已采用母线电压互感器的老站，在扩建新间隔时，具备条件的情况下也应采用三相线路电压互感器。

2）针对A所暴露出的母线结排方式不尽合理，导致故障下局部地区同一方向通道集中失电、部分老旧导线线路载流量偏低的情况，应加快研究制定站内结排优化、老旧线路改造方案，提高电网在检修或故障方式下安全性、可靠性。同时，在新变电站规划设计中，应尽量避免不合理的母线结排方式。

3）为提高事故处理效率，加速恢复送电进程，调控员在未接到现场运维人员检查汇报的情况下进行了操作，加快了失电设备及用电负荷的恢复速度，极大降低了经济损失，但也存在一定的安全风险，故公司安监、调控与运检等部门应联合开展无人值班模式下变电站发生事故后的强送电要求研究，并修编相应安全规程及事故处理规定。

4）在故障发生后第一时间，调控、继电保护人员通过保护故障信息系统及时调阅了故障变电站及周围变电站保护故障信息，对故障原因和继电保护动作行为作出了迅速判断，并在后续的现场判断和分析中得到了印证［7］。但是，目前系统内部保护故障信息子站运行情况不良，信息调阅不畅。建议进一步加强现有保护信息子站运维，提高信息质量，为电网故障快速研判提供技术支撑［8］。

6 结束语

随着电力系统的快速发展、电网结构的日趋复杂以及典型设计在电网中的大规模应用，某些特殊运行方式在电网运行中大量出现。同时，在复杂的故障情况下，保护、自动化等系统信号量非常大，这对调控员的判断与事故处理提出了更高的要求。因此，在扩建与新建变电站时，我们建议采用更合理的母线结排，以及标准化的设计，尽量采用线路三相电压互感器，从而在原理上避免此类事故的发生，更好的保障电网的安全稳定运行。

［1］周志超，张焰，王伟等．变电站供电可靠性的定量评估［J］．电力系统自动化，2004，8（9）：66-69．

［2］姚李孝，崔杜武，伍利等．基于时序模拟法和Petri网的电气主结排可靠性评估．西安理工大学学报，2005，21（1）：42-46．

［3］王世洋，左靖．母线保护双重化改造中注意事项的探讨［J］．继电器，2008，36（3）：75-78．

［4］马龙，谈森，刘豫龙．唠山站A段母差保护跳闸原因分析及防范措施［J］．电力自动化设备，2004，24 （4）：86-88．

［5］吴怀诚，王巍．微机型母线保护存在的若干问题及解决方案［J］．电力系统保护与控制，2008，36 （20）：78-82．

［6］陈建玉，孟宪民，张振旗，王志华．电流互感器饱和对继电保护影响的分析及对策［J］，电力系统自动化．2000，24（6）：54-56．

［7］宋方方，王增平，刘颖．母线保护的现状及发展趋势（J）．电力自动化设备，2003，23（7）：66-69．

［8］汪觉恒，唐卫华．国内外各类母线保护技术特性分析［J］．电力自动化设备，2000，20（1）：43-45．